海上油田电控智能控水采油工具研制及性能评价

为了解决渤海油田高含水阶段生产井分层控水采油难题,提高生产井的稳油开发效果,研制了电控智能控水采油工具。工具采用单芯电缆实现井下供电和通讯,设计采用多测试通道并列结构,配备流量、含水率、温度和压力实时测试功能;采用超声波时差法测量单层产液量,采用射频法测量单层产液含水率,能够根据各层含水情况进行实时控制,实现生产井生产时的控水稳油。工具性能试验结果表明,电控智能控水采油工具在60 MPa压力下密封性能可靠,120 ℃温度下工作正常,含水率测量范围0~100％,在流量高时流量测量精度高,满足海上油田现场应用要求。电控智能控水采油工具为海上生产井实现分层采油、高效稳产开发提供了新的控水工具,也为下一步海上油田现场应用奠定了技术基础。      

水平井中心管采油技术先导性试验及效果评价

针对大港油田底水油藏水平井目前含水普遍偏高、没有控水技术手段及油井开发综合效益差的现状,研究开发了中心管采油技术。通过中心管管径、长度及盲筛比的优化设计,有效地调整和改善了水平井井段产液剖面,达到了降水增油的目的。大港油田在2008—2009年共试验实施7口井,平均单井产油量由5.13 t.d^-1提高到8.31 t.d^-1,累计增油3 304 t,综合含水率由94.37%降至91.02%,下降3.35个百分点。中心管采油技术为底水油藏水平井稳油控水开采,探索出了一条新的技术途径。     

塔河油田强底水油层稳油控水措施

水平井开采底水油层时,水锥界面最高位置只能到达井眼位置,故不能驱扫水平井眼上部的原油,使得油层顶部的原油不能采出而成为“死油”.当采用注气或注水生产方式时,则可能将这部分原油驱替出来.排水采油开发方式是指通过水层采水、油层采油相结合的方法抑制水脊或水锥,达到稳油控水的效果.对塔河油田某区块的井采取尾管排水采油的方式预测含水率,日排液量在400 m3时,在5年后即2015年含水率开始超过衰竭开发的含水率;日排液量在200 m3时对含水率的抑制最为明显.     

井下油水分离采油技术

针对油井因含水过高而造成的水处理费用增加、管线泵站腐蚀严重和油井经济效益过低或根本无效益而导致的过早关停问题,进行了井下油水分离采油技术研究。运用水力旋流分离技术,通过井下抽油注水双作用泵,在抽油机上行程将分离出的原油抽出,下行程将分离出的水注入地层,可在同一油井内有效地完成采油、油水分离和产出水回注,从而降低油井产液量及采出水量,改善了抽油机运行工况,节约了水处理费用。临盘油田大芦家区块L2-51井的矿场试验结果表明,对应油井含水率持续下降3个多百分点,油井产液量下降10~15t/d,见到了明显的降水效果。井下油水分离采油技术可作为高含水油井井组采油注水的有效措施,在高含水油田具有广阔的应用前景。     

多层合采调整井水淹层避射效果分析

针对大段合注合采油田中高含水期面临的调整井储层水淹问题,基于已实施井钻后储层水淹状况和生产效果分析,研究水淹层避射对油井产液量、初期含水率和含水上升规律的影响.结果表明,多主力层合采油井部分储层适当避射对产液能力影响不大,整体水淹弱仅主力层强水淹油井对强水淹层避射可降低油井初期含水率(较同条件井下降5％～30％);储层...     

水平井机械化学复合控水工艺现场试验研究

渤海油田水平井以筛管完井为主,几乎无管外封隔,采用笼统合采开发方式,出水后治理难度大。研发了机械化学复合控水工艺,可不动防砂完井管柱实现油井产层与高含水层分隔、分采,从而达到堵水控水目的。现场应用情况表明,工艺管柱下入顺利,封堵剂承压满足环空封隔要求,地面实时调控各层产液量,综合优化控水,作业后初期含水率由96.45%下降至94.62%,验证了机械化学复合控水整体工艺可行性。为解决水平井筛管完井控水问题提供了一条路径。     

井下智能配产器测试模块结构优化及评价

为满足海上油田小井眼采油井精细分层采油的需求,研发了一套集流量控制和分层含水、流量测试为一体的井下智能配产器,并对其测试模块的结构进行了优化研究。采用数值模拟方法建立仿真模型,对测试模块的射频含水率测试通道、超声波流量测试通道尺寸进行了优化设计,根据优化结果加工配产器试验样机并进行试验评价。结构仿真优化结果表明,当含水率测试通道长度200 mm、管径26 mm,流量测试通道长度150 mm、管径15 mm时,能够满足测试需求并实现工具尺寸的最小化;样机试验评价结果表明,配产器流量测试范围10～300 m3/d、最大测试满量程误差3.97%,含水率测试范围0～100%、最大测试满量程误差5.5%,满足现场应用技术指标要求。     

渤海油田水平裸眼井控水工艺技术研究

控水工艺设计是解决渤海油田由高含水问题导致的低产低效井控水高效开发的关键,但目前对于不同控水工具的适用性缺乏认识。通过对渤海油田常用的ICD、AICD和中心管控水工艺开展水平控水工艺适用性分析,研究了不同类型ICD、AICD和中心管控水工具的控水特性和适用范围;综合考虑水平段渗透率、含水饱和度、避水高度差异等因素,建立了控水分段综合优化方法,并与不同控水工具适用条件相结合,形成了水平裸眼井控水工艺技术。应用效果表明,水平裸眼井控水工艺技术可显著降低产液含水率,控水效果明显,可为控水工艺的优化设计提供参考。     

中心管采油技术在水平井完井上的探索与应用

针对大港油田底水油藏水平井目前含水普遍偏高、没有控水技术手段、油井开发综合效益差的现状,研究开发了中心管采油技术。通过中心管管径、长度、及盲筛比的优化设计,该技术的应用有效调整和改善了水平井段产液剖面,达到了降水增油的目的。2011年大港油田在水平井完井上试验应用中心管采油技术,进一步拓宽了其在底水油藏水平井稳油控水中的应用领域。     

直井产液剖面预测及分层控水效果计算方法

含水率高是油井低效生产的关键,也是制约油藏高效开发的最主要问题,其中产液剖面及控水效果的分析与计算一直困扰着现场生产。根据单井的分层合采数据及控水需求,采用小层厚度、渗透率加权的方法,确定小层配液系数;再与小层含水饱和度加权确定小层配水系数,引入小层配水修正系数,通过拟合得到与实际油井一致的含水率,实现产液剖面的预测;根据产液剖面预测结果,设计了控水增油和提液增油的分层控水效果量化方法。实例应用表明,产液剖面预测方法可保证各层产液误差、产水误差均在5%以内,合采误差均小于1%;在高产水层控液量较低的情况下,随控液量增大,增油减水效果明显,而当控液量达到临界值时,增油减水效果不再显著,反而趋于平缓。该综合方法的设计可节省大量的产液剖面测试成本,优化控水规模、预测增油效果,为油田提供科学的控水提液方案。     

Ahdeb油田水平井控水完井及一体化耦合模型

Ahdeb油田上部主力层系采用水平井注采井网开发，前期取得了较好开发效果，但开发过程中部分井组稳产与高含水矛盾日益突出，亟需开展水平井调流控水研究。针对Ahdeb油田这类边水或注入水在高渗层或断层裂缝带突窜引起的水平井见水，基于不同钻遇储层特征，形成了水平井控水完井分类治理方案，并建立了一套同时适用于盲筛分段组合、中心管和ICD控水完井工艺的井筒-油藏一体化耦合数值模型。该模型重点考虑了水平井筒受多种作用力下的变质量流动过程，提高了单井的模拟和实际含水率匹配度。研究表明：对于根部见水的水平井，ICD完井及中心管完井均有较好控水效果，含水率从49.8%分别下降至37.8%和35.0%。完井控水装置的限流范围应略大于出水井段，才能有效控制含水率。调流控水装置下入时机应选择在水平井见水前，能够最大程度降低整个生产过程中的含水率，从而提高单井累产油量。     

海上变井网多层油藏含水率预测技术及应用

渤海P油田采用多层合采、油井不断侧钻的方式进行开发,储层水敏导致平面产液结构差异大,且测试资料较少,储层水淹状况及含水率预测难度较大。为了研究储层水淹状况,综合利用地质、动态、生产、测井、水驱油试验等资料,通过油藏工程法对复杂地质及开发条件下的储层含水率进行定量描述,形成了一套适用于海上变井网多层合采油田油藏工程法含水率预测技术。储层含水定量描述结果表明：渤海P油田储层纵向上Ⅰ类储层水驱波及较广、水淹严重,Ⅱ、Ⅲ类储层水驱波及相对局限、水淹较轻;平面上断层附近、平台相接区、无井控区及局部井控区水淹较轻,剩余油相对富集。在此基础上实施P油田加密调整井取得了较好的开发效果,表明提出的油藏工程法含水率预测技术有较高的精度。     

活跃边底水油藏开发后期水平井参数优化——以长堤油田桩1块Ng3油层为例

针对长堤油田桩1块Ng3油层综合含水率高达96.3%,开发效果变差的实际情况,应用油藏工程分析及数值模拟方法,在油层剩余油分布特点及水平井调整的可行性研究的基础上,分析了影响其产能及含水率上升的主要因素,确定了水平井应尽量部署在油层构造的较高部位,且距油层顶2m左右,并尽量与构造线平行;与老井井距不能小于水锥半径;水平井段长度为200m,初期产液量为200m3/d,当含水率达到85%时可提高产液量至400m3/d,实施后开发效果较好,累积产油量达2 603×104t,采出程度为20.10%,预计比调整前提高采收率6.2%.     

渤海油田ICD分仓控水方案设计和控水效果评价方法

渤海油田D5H井所在区块以底水构造油藏为主,油井投产后出水严重,应用中心管和变密度筛管等方式控水效果不佳。基于D5H井的控水方案设计流程,尝试使用ICD分仓控水方法进行作业,控水效果较好;进而提出一套适用于该油田的ICD控水效果定量评价方法:(1)与相邻同层位生产井含水率对比法;(2)与原始配产含水率对比法;(3)与校正数值模拟结果(模拟井不控水的含水率)对比法。采用该方法对D5H井和变密度筛管控水的D2H井控水效果进行评价,结果显示,D5H井的平均增油速率为6 043.3 m~3/a,而D2H井仅为2 128.7 m~3/a,表明ICD分仓控水方法的控水效果明显优于变密度筛管控水效果。该研究结果对渤海油田推广使用ICD分仓技术以及定量评价单井的控水效果具有很好的指导和借鉴作用。     

变孔密筛管控流完井参数优化及数值模拟分析

针对现场仅凭经验设计水平井变孔密筛管控流完井参数导致控流效果不理想的问题,初步建立配套完井参数优化方法。根据数值模拟模型确定的各投产井段所需合理控流压降要求,选择最佳控流参数组合,将各投产井段泄流强度控制在合理范围内,实现均衡供液。实例井分析结果指出,相比常规完井,开井300天时,优化方案条件下原油累积产量增幅和产液含水率降幅分别达9. 69%和10. 68%,经验方案仅为2.13%和2. 99%,表明优化参数后控流完井的控水稳产效果更好。     

生产测井技术在油田花样注水试验中的应用

高含水后期,注水井吸水剖面向强吸水层倾斜,采油井产液剖面向高产液、高含水层偏移,平面上注水单向受效的趋势加重。应用生产测井资料设计萨I组花样注水试验。     

高渗透稀油强边水油藏开发技术政策优化——以春光油田排2油藏为例

春光油田排2油藏具有孔隙度大、渗透率高、原油粘度低和边水能量充足的特点,该油藏无水采收率高,地层压力基本稳定,但边部油井见水后含水率上升迅速,边水推进不均匀,使得局部油井过早水淹。为此,研究了该油藏的边水运动规律。结果表明,边水推进速度与采油速度成正比,单井含水开发时间与等效产液量成反比。在此基础上,应用数值模拟技术,对该油藏开发技术政策进行了研究。结果表明,当单井含水率为90%时关井,可以在保证较高产油量的同时,大幅度减小累积产水量,油藏生产压差为0.3～0.4MPa可获得较大的净现值,构造低部位井排小压差生产,高部位井排根据采油速度适当放大压差生产,可以减缓边水局部突进,提高采收率。     

水平井缆控分层采油及测试一体化工艺

针对目前控水技术无法长期有效控水,造成重复施工等问题,研制了测控一体配产器,操作地面工控机对各层配产器的阀门开度进行分别控制,连续监测分层流量、压力、温度等数据,实现不动管柱随产随测、随测随调的分层采油。通过设计优选小直径井下配套工具及水平段电缆保护措施,优化工艺管柱实现防卡解卡,形成了水平井电缆直控式分层采油及测试一体化工艺。现场4口井试验,管柱顺利下入,获取了分层压力、流量等资料,4口井平均日产液2.0 t,日产油0.5 t,累计增油123.0 t,累计降液1 900.0 m~3。该工艺操作简单,可提高水平井工作效率,对水平井控水提供技术借鉴。     

底水油藏水平井水脊形态影响因素

在底水油藏开发过程中,水平井底水脊进是影响开发效果的关键因素,而关于水脊形态影响因素的研究相对较少。为此,利用油藏数值模拟技术,基于M油田的实际油藏参数,建立底水油藏数值概念模型,根据程林松等推导的水平井产能公式,回归得到水脊形态定量描述公式,分析水平井井距、垂直与水平渗透率比值、单井产液量、水平井垂向位置、油水粘度比和含水率等因素对采出程度和水脊形态的影响。分析结果表明:随着水平井井距的增大,相同含水率下采出程度和最大水脊半径逐渐减小,而水脊体积总体呈增大趋势;随着垂直与水平渗透率比值和油水粘度比的增大,相同含水率下采出程度、最大水脊半径和水脊体积逐渐减小;随着单井产液量的增大,相同含水率下采出程度、最大水脊半径和水脊体积总体呈上升趋势,但单井产液量超过一定值后,最大水脊半径和水脊体积略有减小;水平井垂向位置离油水界面越近,相同含水率下采出程度、最大水脊半径和水脊体积越小;随着含水率的增大,最大水脊半径和水脊体积逐渐增大。运用Box-Behnken试验设计方法,分析各因素及各因素间的交互作用对水脊形态影响的显著程度,结果表明:对水脊形态的影响程度由大到小依次为垂直与水平渗透率比值、油水粘度比、水平井垂向位置、单井产液量和水平井井距。其中,垂直与水平渗透率比值和单井产液量组合、油水粘度比和水平井井距组合对累积产油量的交互影响最为显著。     

整体调剖技术在125m井距一类油层区块的应用

聚合物驱后期由于注入液沿高渗透大孔道突进,导致注入压力较低,采油井含水率上升速度加快。为改善萨中开发区125 m井距一类油层区块聚驱开发效果,根据X区块油层的发育特点及不同调剖剂的性能特点,开展了整体调剖试验。结果表明,应用整体调剖技术后,区块注入压力上升1.9 MPa,含水率月上升速度减缓0.4百分点。整体调剖技术在聚驱后期区块开发中起到了一定作用。